Zencich S., H.J. Villar & D. Boggetti, 2008

SISTEMA PETROLERO CACHEUTA-BARRANCAS DE LA CUENCA CUYANA,

PROVINCIA DE MENDOZA, ARGENTINA

Silvia Zencich1, Héctor J. Villar2 y Daniel Boggetti3

1 Repsol YPF, Neuquén, Argentina, [email protected] 2 GeoLab Sur S.A., Buenos Aires, Argentina, [email protected] 3 PyT Consultora S.R.L., Mendoza, Argentina, [email protected]

Abstract. Cacheuta-Barrancas petroleum system of the Cuyo Basin, Mendoza Province,Argentina.

The Cuyo Basin extends through San Juan and Mendoza Provinces covering an areaaround 30,000 km2. However, commercial oil production is restricted only to the Tupungatoand Rivadavia depocenters in the North of Mendoza province, with a EUR of 1.3 x 109 bo.

Petroleum accumulations in the basin are dominated by low-mature to moderatelymature, viscous, high-wax and asphaltene-rich oils, sourced from the fresh-water lacustrineshales of the Triassic Cacheuta Fm. This unit is an extremely prolific, oil-prone source, thatbears type I kerogen and displays high to very high organic contents (3-10% TOC) andelevated total generation potential (SPI: 8-10 tons HC/m2). The Barrancas Formation(Jurassic) is the main reservoir of the basin, concentrating 58.7% of the produced oil, beingthe rest of the production located in different reservoir units from Devonian to Tertiary in age.The geographic extension of the Cacheuta-Barrancas (!) petroleum system (mature sourcerock and its related hydrocarbon accumulations) covers an approximate area of only 3,400km2, hardly above 10% of the total basin area. Gas accumulations in the basin arevolumetrically negligible.

The processes of hydrocarbon generation, migration and accumulation were triggeredand controlled by the development of a Tertiary foreland basin that overlapped the CuyoBasin, providing the sedimentary column necessary for source rock maturation during thelast 10 Ma up to present. Moderate mature oils (VRE~0.7-0.9%) were sourced from theTupungato-Tierras Blancas kitchen to typically feed the reservoirs of the Eje Oriental district,after southeastwards to eastwards long-distance lateral migration through the Barrancascarrier. The Punta de las Bardas Formation acted as an excellent quality regional seal. Thecontour area of Entre Ejes-Río Hondo to the east sourced early oils (VRE~0.55-0.7%) thatwere mostly trapped locally.

Pools in the western area close to the Tupungato pod only account for 12% of the oilproduction of the basin, contrasting with the 88% production computed for the Eje Orientalarea, several tens of kilometers away from the kitchen, which points to the predominance ofa lateral migration drainage style in the Cacheuta-Barrancas petroleum system. TheGeneration-Accumulation Efficiency (GAE) of the system is high, estimated around 14%. Thegood coupling of the charge process and the formation of structures, together with thequality of reservoirs, carriers and seals, are believed to be the reasons for this unusually highefficiency rate.

INTRODUCCIÓN

Los primeros indicios de producción de petróleo en la Cuenca Cuyana (Figura 1) se remontan alaño 1886 cuando se lo comenzó a extraer manualmente de los afloramientos al pie del Cerro Cacheuta.Desde entonces y hasta el presente, la Cuenca Cuyana y los Bolsones Intermontanos relacionados hansido objeto de investigación y explotación hidrocarburífera.

Los depocentros que conforman la Cuenca Cuyana presentan variaciones evolutivas asociadastanto a la magnitud de la extensión que les dio origen, como a la posterior historia térmicarelacionada a la subsidencia y levantamiento terciarios, responsables de la formación de trampasestructurales y de los procesos de generación y migración de hidrocarburos (Chebli et al., 1984;

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Instituto Argentino del Petróleo y del Gas

Sistemas Petroleros de las Cuencas AndinasCarlos E. Cruz - Jorge F. Rodríguez - Jorge J. Hechem - Héctor J. Villar, eds.

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Figueroa y Chebli, 1987; Jordan y Ortiz, 1987). La producción comercial de hidrocarburos (Figura 1)está limitada a los depocentros Tupungato (Kokogian et al., 1993) y Rivadavia (Zencich et al., 2005),ámbito en el cual Chebli et al. (1984) y Rosso et al. (1987) documentaron generación a partir derocas madre de la denominada secuencia Cacheuta/Potrerillos de edad triásica, paraacumulaciones en reservorios que se extienden desde el Devónico hasta el Terciario (Figura 2).Sobre esta base, Jones et al. (1999) optaron por definir cinco sistemas petroleros en la denominadasubcuenca Cacheuta (Kokogian et al., 1993), a partir de un único nivel generador (CSCachueta/Potrerillos) y cinco niveles de reservorio.

Figura 1. Mapa de ubicación de la Cuenca Cuyana, con indicación de los límites de terrenos (Ramos, 1996), depocentros ybloques legales.

En el presente trabajo se realizan consideraciones exclusivamente referidas a esa zona productiva(Figuras 1 y 2), con el objetivo de actualizar el conocimiento del sistema petrolero de la cuencadefinido, sensu Magoon y Dow (1994), como Cacheuta-Barrancas, focalizándose en aspectos noconocidos de las vías de migración y de las relaciones genéticas petróleo-roca madre.

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Figura 2. a) Distribución de los yacimientos de petróleo de la Cuenca Cuyana con indicación de: año de descubrimiento,unidades formacionales productivas (Boggetti et al., 2002) y ventana de madurez térmica generalizada de la FormaciónCacheuta (principal roca madre triásica) y Potrerillos (roca madre triásica secundaria) en términos de VRE (Reflectancia deVitrinita Equivalente); b) Trenes estructurales más destacados (adaptado de Dellapé y Hegedus, 1995).

GEOLOGÍA DE LA CUENCA

La Cuenca Cuyana triásico-terciaria cubre una superficie aproximada de 30.000 km2 en lasprovincias de San Juan y Mendoza. Está localizada entre la Precordillera y los bloques elevados debasamento cristalino de las Sierras Pampeanas (Dellapé y Hegedus, 1995). Las cuencas triásicas deArgentina en su mayoría se encuentran limitadas por importantes sistemas de fallas que ostentarondistinto grado de actividad durante el desarrollo del relleno sedimentario (Spalletti, 2001). La CuencaCuyana corresponde a una cuenca de tipo rift compuesta de norte a sur por una sucesión desubcuencas o depocentros (Kokogian et al., 1993; Spalletti, 2001; Zencich et al., 2005) parcial ototalmente desconectados entre sí por altos intracuencales de basamento (Rolleri y Criado Roque,1968; Kokogian y Boggetti, 1987; Uliana y Biddle, 1988; Legarreta et al., 1993a). Las polaridadesopuestas que presentan las subcuencas podrían ser el resultado de regímenes de transtensión localesen las zonas de transferencia entre segmentos de rift sucesivos (Ramos y Kay, 1991), creando zonasde máximo espesor sedimentario alternantes desde los flancos orientales al flanco occidental.Kokogian y Mancilla (1989) indican que la Cuenca Cuyana muestra etapas respectivas de rift y sag.Posteriormente, Kokogian et al. (1993) definen dos sucesivos estados de synrift seguidos por unestado de sag.

La sección sedimentaria se extiende desde el Ordovícico hasta el Terciario, con la roca madregeneradora de petróleo en clásticos del Triásico tardío y potenciales reservorios en clásticos delDevónico, Carbonífero, Triásico tardío, Jurásico superior y Terciario superior (Figura 3).

Los sedimentos que rellenan la cuenca proceden de múltiples fuentes de aporte y estáncompuestos generalmente por la denudación de las rocas que constituyen el prerift de la misma. Espor ello que cada uno de los depocentros tiene un relleno dominado por las litologías sobre las quese asienta. En base a estudios geoquímicos realizados por Jenchen y Rosenfeld (2002), se reconoceque los sedimentos provienen de un posible orógeno reciclado, donde se superponen tanto losdepósitos volcánicos de Grupo Choiyoi como los depósitos marinos y continentales de lassedimentitas paleozoicas.


La actividad volcánica ha estado presente en casi todos los estadios de la cuenca. Dataciones yestudios geoquímicos recientes han permitido reconocer al menos cuatro ciclos ígneos que van desdeel Triásico superior hasta el Cretácico inferior (Zencich et al., 2005). Desde el punto de vistageotectónico y a partir de datos aportados por análisis de cuerpos intrusivos, es posible ubicar a laCuenca Cuyana durante el Triásico superior en un ambiente de retroarco.

El corte conceptual de la Figura 4 (Legarreta et al., 2000) muestra la distribución de facies en elámbito de Tupungato-Barrancas hasta el Jurásico-Cretácico. La cuenca evoluciona, a partir delTriásico superior-Jurásico Inferior, a un ambiente extensional marcado con magmatismo básico deorigen profundo que se corresponde con una cuenca intracontinental (Intraplaca). Dentro del Jurásicomedio-Cretácico inferior bajo, los eventos ígneos producidos pueden relacionarse con un ambiente decuenca intracontinental afectada por procesos extensivos con participación de fracturas profundas.Por último, en el Cretácico inferior alto, el vulcanismo está representado por un evento extrusivoconformado por coladas de basaltos olivínicos, reconocidas en la cuenca como Formación Punta de



Figura 3. Columna crono-estratigráfica de la Cuenca Cuyana, modificada de Kokogian et al. (1993) e Irigoyen et al. (2002). Sedestacan las rocas generadoras (comprobadas e hipotéticas), las rocas reservorio y las rocas sello. Cacheuta, roca madrecomprobada, y Barrancas, el reservorio más prolífico, dan el nombre al sistema petrolero de la cuenca.


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las Bardas. La instalación de una cuenca de antepaís terciaria es la responsable de depósitos aluvialesy fluviales-eólicos, que en la región Tupungato-Cacheuta superan los 4000 m de espesor.

Figura 4. Corte estratigráfico conceptual mostrando la distribución de facies en el ámbito de Tupungato-Barrancas (Figuras 1y 2) durante el Triásico y el Jurásico-Cretácico.

Si bien son innumerables las contribuciones a la estratigrafía de la cuenca, a continuación se pre-senta una síntesis de las secuencias depositacionales triásicas tomada de Kokogian y Mancilla (1989),Kokogian et al. (1993), Kokogian et al. (2001) y Boggetti et al. (2002 y 2005). La depositación en estacuenca continental habría estado controlada por los eventos tectónicos extensionales, sobre tododurante la etapa de synrift, los que se reconocen en la columna sedimentaria como ciclosgranodecrecientes. Estos ciclos se presentan en distintas escalas y serían el resultado de la entradaen actividad diacrónica de cada una de las fallas extensionales que conforman los depocentros. Estosrellenos en forma de cuña adosados a las fallas de rift son depósitos de abanicos aluviales y sistemasfluviales asociados que se conocen litoestratigráficamente como formaciones Río Mendoza y LasCabras. A partir del inicio de la subsidencia térmica, la cuenca se amplía, se hunde regionalmente ysu relleno es controlado por un nivel de base fluvial o lacustre que controla el espacio de acomodaciónde sedimentos. Se interpreta que la existencia de una red de avenamiento mayor (a partir de lasubsidencia térmica regional) controla tanto el nivel de base (acomodación) como el volumen desedimentos aportados por los ríos. Por ello, en el synrift tardío o postrift temprano, se produce unadepositación con tendencia transgresiva, también granodecreciente, conocida litoestratigráficamentecomo formaciones Potrerillos (fluvial y fluvio-deltaica) y Cacheuta (lacustre). Por encima de la máximainundación de la Formación Cacheuta se produce la colmatación de la Cuenca Cuyana, en variosciclos sucesivos. Generalmente el relleno de postrift se produce con depósitos fluviales y lacustres enarreglos transgresivos-regresivos (Backstepping-Forestepping).

En el Jurásico se reactiva la depositación de sedimentos, posiblemente asociada con el influjo dela subsidencia térmica regional de la vecina Cuenca Neuquina. Esta cubeta superpuesta a la previa,con un depocentro orientado de manera diferente al del rift triásico, fue rellenada por depósitoscontinentales rojos (Formación Barrancas). El relleno está constituido principalmente por secuencias




de abanicos fluviales y abanicos aluviales distales, apiladas y amalgamadas entre discordanciaserosivas. Estos sedimentos constituyen el principal reservorio de la cuenca.

Un evento distensivo de orden continental, con vulcanismo básico asociado de edad jurásica -cretácica, intruye toda la columna sedimentaria y tapiza casi toda la extensión de la cuenca condepósitos de coladas basálticas (Formación Punta de las Bardas), que constituyen el principal sellode la cuenca.

A finales del Cretácico e inicios del Terciario, comienza el hundimiento flexural de la corteza. Apartir del inicio de la orogenia andina se desarrollan primeramente depósitos de playa lake y fluvialesubicados en la parte más distal del sistema de foreland (Formación Divisadero Largo).

En el Mioceno, se registra el arribo del frente del orógeno a la zona ocupada por la cuenca triásica, lasubsidencia se acelera y por encima de una fuerte discordancia erosiva se preservan los depósitos sino-rogénicos más proximales, apilados en varias secuencias controladas tectónicamente. Las mismas estánprincipalmente compuestas por sedimentos continentales epiclásticos de origen fluvial, aluvial, eólico y deplaya lake. Este proceso de acortamiento cortical, con distintas velocidades continúa hasta el presente.

Figura 5. Diagrama de índicede hidrógeno (IH) versusíndice de oxígeno (IO)caracterizando el tipo dequerógeno de las unidadesCacheuta, Potrerillos y LasCabras, a partir de datos depirólisis Rock-Eval obtenidosen 640 niveles de roca de 29perforaciones cubriendo elconjunto de la Cuenca.


ROCAS GENERADORAS

En la cuenca se reconocen tres secciones de edad triásica ricas en materia orgánica conpotencialidad para generar hidrocarburos (Figura 5).

La Formación Cacheuta está considerada la principal roca generadora de la cuenca (Chebli et al.,1984). Es una pelita lacustre de agua dulce con muy alto tenor orgánico (COT 3-10%; con picos dehasta 17%), conteniendo querógeno dominantemente amorfo de origen algal-bacteriano, incluyendoalgas de tipo Botryococcus, y participación menor y variable de relictos de plantas superiores. Estacomposición ha sido invocada por Laffitte (1987) como causante de un efecto de supresión en losvalores de reflectancia de la vitrinita (Ro%) medidos en la unidad. El querógeno se clasifica como detipo I con gran potencial oleogenético, sobre todo en la parte basal que es la de mayor contenidoorgánico. Su IH (Índice de Hidrógeno) medio es de unos 600 mg HC/g COT llegando en muchos delos niveles hasta 900 mg HC/g COT. El SPI (Source Potential Index; Demaison y Huizinga, 1991)estimado es de 8-10 tn HC/m2 (Villar et al., 1998), lo cual categoriza a esta roca madre como altamenteprolífica. Es considerada la principal, sino la única, roca madre probada de las grandes acumulacionesde petróleo de la cuenca.

La Formación Potrerillos presenta un querógeno mixto amorfo-terrígeno, en el que alternancontribuciones algales y de plantas superiores. Se clasifica como de tipo II-III, según pirólisisRock-Eval, prolífica para gas y petróleo. En los niveles inferiores y medios de Potrerillos sonrelativamente frecuentes facies carbonosas de tipo pantano, con aumento de facies lacustres haciael tope de la unidad. El IH es muy variable, con valores extremos de 100 a 400 mg HC/g COT y unamedia de 250 mg HC/g COT. Aunque frente a Cacheuta el potencial oleogenético estácomparativamente reducido, su capacidad generadora no es despreciable, pudiéndosehipotéticamente asumir una contribución menor al volumen acumulado de petróleo, aunque el mismoposiblemente se encuentra disimulado por la carga masiva de hidrocarburos líquidos aportada porCacheuta.

Por último, la Formación Las Cabras tiene una menor y más restringida extensión. Los intervalosde interés están constituidos por delgados niveles pelíticos con querógeno amorfo lacustre malpreservado, tipo II-III a dominantemente III-IV. No existen evidencias de que la unidad se comportecomo una roca madre efectiva. La ausencia de pozos profundos en los niveles lacustrescorrespondientes al synrift inicial (Intercalación Gris) deja abierta la existencia de hipotéticos podsgeneradores.

Una aproximación interesante a la caracterización geoquímica de las unidades con potencialgenerador lo aporta el análisis de los registros de pozo. Para la determinación del contenido decarbono orgánico total (COT) en rocas madre, comúnmente se utilizan técnicas analíticas delaboratorio. Un método alternativo e indirecto de determinar el tenor de COT es el método dePassey et al. (1990), que utiliza el efecto de la materia orgánica sobre la respuesta de los perfilesde pozo.

La Formación Cacheuta, en líneas generales, presenta dos arreglos bien definidos sobre la basedel cruce de las curvas resistiva y sónica: un tramo basal, denominado Facies A, que muestra unaumento en el cruce de curvas y valores más altos de COT calculado y medido; y otro tramo,denominado Facies B (resto de la Formación) donde el cruce es marcadamente menor y los valoresde COT calculado y medido son más bajos que en el tramo de la Facies A (Figura 6).

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Figura 6. Registros de pozo para las unidades Cacheuta y Potrerillos enun pozo tipo de la cuenca. El perfil geoquímico (derecha) muestracantidad/calidad orgánica y madurez térmica. Se lo compara conregistros de resistividad/sónico normalizado (izquierda) según Passeyet al. (1990), en donde la mayor separación entre curvas resistiva-sónico es indicativa de mayor riqueza orgánica. Se incluyen potencialespontáneo (SP) y Gamma Ray (GR) como perfiles de referenciaestándar. Obsérvese en la Formación Cacheuta el mayor contenidoorgánico que presenta la denominada facies A respecto de la facies B.

PATRÓN DE MADUREZ TÉRMICA Y GENERACIÓN DE HIDROCARBUROS

Uno de los aspectos más destacados de la roca madre Cacheuta es su limitada madurez térmicageneralizada a nivel de cuenca (Figueroa y Chebli, 1987; Rosso et al., 1987). Ello implica bajaconversión a hidrocarburos, predominio de petróleos de madurez poco desarrollada, fundamen-talmente generados en el depocentro profundo de Tupungato, (Figuras 1 y 2) y una notable ausenciade hidrocarburos livianos y de gas (Uliana et al., 1999).

El patrón de madurez de las secciones generadoras se ilustra en la Figura 7 mediante la grafi-cación de valores de reflectancia de vitrinita (Ro %) con la profundidad, representativos de las tresunidades triásicas, Cacheuta, Potrerillos y Las Cabras en toda la extensión productiva de la CuencaCuyana.

Sólo en el depocentro Tupungato (Figuras 1 y 2) y en sondeos del bloque bajo de la falla deBarrancas, los intervalos generadores registran valores de Ro por encima del umbral de Ro ~ 0.65%




(en profundidades actuales de aproximadamente 3000-3500m) a partir del cual se estima ha ocurridogeneración sustancial y expulsión de petróleo en la cuenca. Los registros de Ro excepcionalmentesuperan 0.9%, típicamente considerado un valor medio de la ventana del petróleo. En el depocentroRivadavia (figuras 1 y 2), con excepción de aquellas posiciones donde la madurez se vio afectada porintrusivos, las rocas madre se encuentran inmaduras a marginalmente maduras, excepcionalmentesuperando valores de Ro de 0.60%. Los sondeos afectados térmicamente por el magmatismoJurásico-Cretácico presentan datos de Ro superiores a 3% (Figura 7), en concordancia conpublicaciones anteriores (Torres et al., 1999).

La generación de hidrocarburos en la cuenca es un proceso que comenzó hace menos de 10 Ma,asociado con el soterramiento producido por el avance del frente orogénico andino terciario (Jordan yOrtíz, 1987; Jones et al., 1999). La Figura 8 muestra la historia de subsidencia y madurez térmicarepresentativa de tres posiciones clave de la cuenca, “Zona Tupungato”, “Zona Entre Ejes” y “ZonaRivadavia”, destacándose distintos grados de transformación térmica de la roca madre, desde estadiode madurez media a estadio de inmadurez, con patrones similares a los obtenidos por Jones et al.(1999) y Legarreta et al. (2000). La subsidencia por sobrecarga terciaria comienza en las tresposiciones a los 15 Ma. En la zona de Tupungato, las rocas madre alcanzan la ventana de generaciónde petróleo aproximadamente a los 12 Ma mientras que los niveles más profundos entrarían en fasetardía después de los 2 Ma. En el otro extremo, la zona de Rivadavia continúa inmadura al presente,debido principalmente a la menor subsidencia terciaria, por encontrarse más alejada del frente andinode deformación. La zona de Entre Ejes alcanza la ventana de generación muy recientemente,aproximadamente hace 1 Ma.

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Figura 7. Profundidad versus reflectancia de la vitrinita en niveles triásicos (Las Cabras, Potrerillos, Cacheuta) de diversossondeos cubriendo el área productiva de la Cuenca Cuyana.




Figura 8. Evolución térmica para tres posiciones clave de la Cuenca Cuyana. Obsérvese la profundidad máxima estimada de5000 metros al tope del Basamento en la zona de Tupungato en contraste con los 4100 metros en Rivadavia.

TIPOS DE PETRÓLEO Y CORRELACIÓN PETRÓLEO-ROCA MADRE

Desde el punto de vista composicional, los petróleos de la cuenca se presentan como altamenteviscosos a temperatura ambiente, pobres en azufre, con marcado carácter parafínico-ceroso y condensidades API que se mueven en un rango generalizado de 18-30°. La participación de compuestosNSO y asfaltenos es alta, usualmente superando el 30% de la composición por grupo químico. Unestudio detallado del patrón molecular se encuentra publicado en Villar y Püttmann (1990).

Como ya se mencionara, el nivel de madurez térmica de los petróleos es bajo-moderado yexcepcionalmente alcanzan grados vinculables a etapa moderadamente avanzada de la ventana delpetróleo, característica heredada de la particular historia térmica de la roca madre. La ausencia depetróleos livianos, condensados y gas es consecuencia directa de la acotada conversión delquerógeno del sistema generador. En este contexto, se distinguen petróleos de fase muy temprana(early oils) a media de generación, con niveles de madurez que cubren el rango de VRE entreaproximadamente 0.55% y 0.90% (Figura 9).

Una aproximación integrada del nivel de madurez de los petróleos existentes en la cuenca y delos extractos orgánicos de distintos niveles de roca se ilustra en la Figura 10 mediante el cruce de losclásicos cocientes de isomerización de esteranos ββS/(ββS+ααR) versus S/(S+R) (C29ααα), referidosa valores estimativos de VRE. El diagrama resulta útil para posicionar relativamente a los petróleostempranos y a los petróleos de madurez relativamente más “avanzada” respecto de la madurez térmica


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Figura 9. Trazas GC y GCMS de: a) Extractos orgánicos de lutitas de Cacheuta y Potrerillos y b) tres petróleosrepresentativos, que ilustran distintos niveles de madurez térmica, diferencias organofaciales entre Cacheuta y Potrerillosy la buena correlación genética petróleo-roca madre Cacheuta. Los niveles de madurez térmica inferidos en los petróleos,fundamentalmente a partir de los cocientes de isomerización de esteranos (ver Figura 10) y de los cocientes Ts/(Ts+Tm) yC29 Ts/C29 Hopano, denotan el tipo de fluidos presentes en la cuenca, desde petróleos tempranos (early oils) a petróleosde madurez moderada-media. El valor de VRE de 0.9% representa un límite de maduración máxima para petróleos aplicablede manera generalizada a escala de cuenca.


de los extractos de Cacheuta, Potrerillos y Las Cabras, provenientes de muestreos de rocas de muydistintas profundidades y posiciones de la cuenca.

Figura 10. Distribución relativa de rangos de madurez térmica para rocas ypetróleos de las principales áreas petrolíferas de la cuenca, según valores dereflectancia medidos y cocientes de isomerización de esteranos.

Respecto de lo estrictamente genético, todas las evidencias geoquímicas confirman la vinculaciónde los petróleos con una roca madre lacustre de agua dulce, esencialmente siliciclástica, depositadaen medio moderadamente anóxico, con contribución dominante de materia orgánica algal-bacterianay aporte variable, en grado subordinado, de plantas superiores. Este patrón remite básicamente a unaunívoca relación parental con las lutitas lacustres de Cacheuta, en línea con lo señalado por Rosso etal. (1987). La parte superior de la Figura 9 ilustra perfiles de terpanos y esteranos de extractos orgáni-cos de la roca madre lacustre, en fases inmadura y medio-madura, comparados con los correspon-dientes fingerprints de petróleos que representan el rango extendido de madurez térmica de los fluidosreconocidos en este estudio. La buena comparación Cacheuta-petróleos contrasta con la disímildistribución de los biomarcadores de un extracto de un nivel de lutitas ricas en materia orgánica dePotrerillos, con madurez térmica media y sesgada hacia un perfil molecular marcadamente terrígeno.




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En la Figura 11 se cruzan distintos parámetros con implicancia órgano-facial (contribución biológi-ca y ambiente de depositación) tanto de extractos de roca (Cacheuta, Potrerillos, Las Cabras) comode petróleos representativos de la cuenca. En los tres gráficos presentados (a: Relaciones isotópicasde carbono en hidrocarburos saturados y aromáticos; b: Diagrama triangular de distribución de este-ranos C27-C28-C29; c: Cruce de terpanos tricíclicos C26/C25 versus C19/C23) se distingue la identidad relati-vamente apretada de los petróleos y su ajuste aceptable con los extractos de Cacheuta. La moderadadispersión de los datos de Cacheuta se explica en función de la significativa variabilidad de aporteorgánico y condiciones de depositación que típicamente ocurren en sedimentos lacustres, especial-mente a escala regional. Se destaca también el distanciamiento generalizado de los datos de los ex-tractos de Potrerillos respecto de los datos de los petróleos, posiblemente vinculable con la mayor par-ticipación de materia orgánica terrígena, según lo sugiere el corrimiento hacia esteranos C29 (diagramab) o el aumento de tricíclicos C19 respecto de C23 (diagrama c). Sin embargo, es también interesantedestacar la existencia menor de niveles de Potrerillos como partícipes del grupo de extractos lacustres,implicando que, en cierta medida, es lícito considerar alguna contribución de esta unidad a las acumu-laciones de la cuenca. Ello ocurre cuando su facies orgánica tiende a ser comparable con la de Ca-cheuta (típicamente hacia el tope de la unidad), alejándose del patrón terrígeno enmarcado en unmedio de depositación de transición fluvial-lacustre con frecuente desarrollo de ambientes pantanososy acumulación de pelitas carbonosas y carbones (ver también el diagrama de tipo de querógenos dela Figura 5). La inevitable mayor madurez de los niveles de Potrerillos respecto de los de Cacheuta (verla comparación general de los petróleos respecto de los sendos juegos de extractos en la Figura 10),para una determinada posición, es un elemento que coadyuva en considerar como hipotética roca ge-neradora secundaria a los niveles de Potrerillos cuando portan una impronta lacustre símil-Cacheuta.

Figura 11. a) Registros isotópicos de carbono en hidrocarburos saturados y aromáticos; b) Distribución de esteranos C27-C28-C29; c) Relaciones de terpanos tricíclicos C26/C25 versus C19/C23 para extractos de rocas y petróleos de las principales áreaspetrolíferas de la cuenca.

VÍAS DE MIGRACIÓN Y TIMING

Figueroa y Chebli (1987) y Jones et al. (1999) mencionan que la expulsión de hidrocarburos seprodujo entre 2 y 8 Ma, con posterioridad a la edad de la principal estructuración de la cuenca quecomienza en el Mioceno (Yrigoyen, 1993).

Hasta el presente, el análisis de las vías de migración ha sido especulativo basado en la corre-


lación geoquímica de madurez y facies de petróleos-roca madre (Figueroa y Chebli, 1987; Jones et al.,1999). Aún no se ha publicado o realizado ningún modelado que demuestre cómo y cuando loshidrocarburos generados en el depocentro Tupungato llegaron a las trampas y reservorios ubicados enel tren oriental de la cuenca. En este sentido, cabe destacar que en la Cuenca Cuyana, casi el 88% dela producción total de hidrocarburos se ubica sobre el eje oriental (Figura 12), sin embargo los mayoresespesores de rocas madre y las mejores condiciones de generación y expulsión ocurrieron en la zonaoccidental. Esto supone una migración lateral de entre 20 y 70 km de distancia.

Figura 12. Distribución de la producción de petróleo según ejes estructurales.

Las unidades litoestratigráficas triásicas y jurásica (Formación Barrancas) involucradas en la mi-gración de hidrocarburos están integradas por depósitos fluviales entrelazados, meandriformes y efí-meros (Chebli et al., 1984). Desde el punto de vista de la porosidad primaria el principal carrier estádado por las rocas clásticas de la Formación Barrancas y subordinadamente de la Formación Río Blan-co. Los potenciales carriers triásicos tienen un importante desmejoramiento de la porosidad debido ala fuerte participación de material volcánico. Asimismo, la discontinuidad lateral de los carriers hacedifícil explicar migraciones largas, las que se suponen habrían llevado los hidrocarburos a yacimientoscomo Vizcacheras situado a 50 km al sureste de la cocina Tupungato. En la Figura 13 se sintetizan lospatrones de maduración (cocinas) y de migración del sistema petrolero Cacheuta-Barrancas. La zonacon mayor madurez térmica se extiende desde la zona de Tupungato Refugio-Puesto Pozo Cercado-Piedras Coloradas hasta Tierras Blancas y se denomina Cocina Tupungato-Tierras Blancas corres-pondiendo a la zona de generación de petróleos con VRE 0.7-0.9%. Estos petróleos migraron largasdistancias hacia el este y sureste hasta alcanzar los yacimientos de la zona de Atamisqui-La Ventana-Vizcacheras-Río Tunuyán-Lunlunta Carrizal-Barrancas-Estructura Cruz de Piedra, y experimentaronmigraciones cortas en la zona de la cocina o en zonas próximas (caso Ugarteche). Bordeando lacocina hacia el este, existe una zona de menor madurez térmica denominada Zona Entre Ejes-RíoHondo que correspondería al ámbito de generación de petróleos tempranos (early oils) con VRE 0.55-0.7%. Estos petróleos de movilidad restringida podrían haber cargado mediante migraciones cortas los




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yacimientos más cercanos de Barrancas-Lunlunta-Ceferino-Río Viejas y Zampal Oeste, en detrimentode la alternativa de una migración larga y más temprana en el tiempo desde la cocina Tupungato.

En un ambiente sísmicamente activo, sometido a esfuerzos tectónicos continuos, segmentado prin-cipalmente por fallas inversas de alto ángulo, como lo es la Cuenca Cuyana en la actualidad, las fracturaspueden actuar sucesiva y alternativamente como vías de migración o como sello (Sibson, 1990).

Este comportamiento conocido como acción de válvula de las fracturas, resultado de las rela-ciones variables en el tiempo entre presiones litostáticas e hidrostáticas, provoca que las fallas secomporten como sellos impermeables en el período inter-sísmico (debido a la presencia de arcillas, ja-boncillo cataclástico o cementación hidrotermal), pero también como altamente permeables para ladescarga de fluidos, inmediatamente después del movimiento de la falla. Esto último, como conse-cuencia de la rugosidad intrínseca de las superficies de ruptura naturales.

En la Cuenca Cuyana se reconoce una importante red de fracturas subverticales de distintamagnitud, posiblemente reactivación de fallas profundas más antiguas, que proveerían una excelentevía de migración (Figura 14). Las mismas se clasifican según orden de magnitud en: 1) Fallas profun-das de rift que no sobrepasan los niveles pelíticos de la Formación Cacheuta; 2) Fallas subverticalesprofundas que afectan la casi totalidad de la columna triásica pero que no sobrepasan los niveles sellode la Formación Punta de las Bardas; 3) Fallas que afectan la totalidad de la columna sedimentaria,algunas incluso con fuerte expresión superficial. La componente de desplazamiento de rumbo porefecto de los esfuerzos compresivos andino, proveniente del oeste, podría ser una de las principalescausas de migración de hidrocarburos desde el oeste hacia los yacimientos ubicados al oriente.

Figura 14. Corte sísmico-estructural del borde oriental de la cuenca Cuyana. Nótese la magnitud de fracturación que afecta alos niveles triásicos, principales componentes del sistema petrolero Cacheuta-Barrancas.

Se estima como vía de migración más probable y efectiva, la combinación de carrier-bed y defracturas para explicar una migración larga que permita llenar los yacimientos ubicados al oriente dela cocina Tupungato.

El sello regional que rige el sistema petrolero Cacheuta-Barrancas está dado por los niveles debasaltos y/o fangolitas de la Formación Punta de las Bardas, con excepción de la zona de Vizcacheras




donde una ventana de dichos niveles (Jones et al., 1999), por no depositación o erosión, pone en con-tacto a Barrancas con Papagayos permitiendo que el petróleo migre y cargue este último reservorio,siendo suficiente sello los niveles basales de la base del terciario. Cuando las unidades reservorioPotrerillos-Las Cabras-Villavicencio se encuentran en contacto casi directo con los niveles pelíticos deCacheuta, ésta última conforma suficiente sello local para las acumulaciones en los depósitossubyacentes (Yacimiento Barrancas).

En el caso de los niveles reservorio en el Mb. Areniscas Entrecruzadas (Formación Mariño) lamigración ocurre por fallas verticales que movilizan el petróleo desde niveles subyacentes al sello re-gional Punta de las Bardas hasta los niveles de la base del terciario.

Especial atención merecen la generación-expulsión-migración y acumulación de los petróleos gene-rados durante el período magmático Jurásico-Cretácico (Zencich et al., 2005) acaecido en el depocentroRivadavia, donde las intrusiones ígneas en forma de filón capa afectaron a la columna sedimentariatriásica, a lo largo y ancho de la región magmática Ceferino-Loma Puntuda (Figura 14). A diferencia dela Cuenca Neuquina y otras cuencas en el mundo, las intrusiones ígneas de la Cuenca Cuyana, en esaregión magmática, tuvieron lugar cuando la espesa columna sedimentaria terciaria estaba ausente, lo queoriginó intrusiones a profundidades someras de entre 150 y 700 metros. De este modo, la roca genera-dora Cacheuta se encontraba entre 300 y 700 metros de profundidad, y el grado de compactación ydiagénesis de los principales reservorios/carriers Río Blanco y Barrancas era muy baja o incipiente.

Polyanskii et al. (2002) modelaron en dos dimensiones los procesos convectivos para determinarla tasa de filtración en fase líquido y gas del agua poral y de hidrocarburos líquidos cuando un filóncapa es emplazado en condiciones someras (~ 300-400 metros de profundidad). Los patrones de flujoconvectivo de calor y la transferencia de masa son substancialmente diferentes de intrusiones profun-das. En este caso no hay estructura celular y la advección del calor ocurre vía un flujo ascendente degas o de una mezcla gas-líquido en forma de pluma o de “hongo”. Procesos similares deben tambiénocurrir en el caso de la convección de dos fases de hidrocarburos líquidos. Es muy probable que hayaocurrido una migración incipiente de los hidrocarburos generados durante el proceso térmico de laintrusión ígnea, pero se desconoce si volumétricamente estos hidrocarburos son comparables a lospreservados para intrusiones ocurridas a mayor profundidad y más recientes (~ 12 Ma; Rodríguez etal., en prensa). En afloramientos de la Formación Agrio Inferior (Hauteriviano) en la Sierra de Cara Cura,es posible observar cómo una significativa cantidad de bitumen fue expulsado de secciones de rocageneradora inmadura en contacto con intrusiones ígneas terciarias y movilizado por diferentes meca-nismos de migración (Zencich et al., 2006) hasta el reservorio Avilé (Hauteriviano).

La presencia de petróleos de fase muy temprana (early oils) en acumulaciones de la región mag-mática Ceferino-Loma Puntuda podría ser un indicador de carga de hidrocarburos asociada con gene-ración por intrusiones ígneas jurásico-cretácicas. De ser así, hay que considerar que aún cuando hubieseexistido el sello regional Punta de las Bardas, la preservación de estas acumulaciones se extendería poraproximadamente 160 Ma, desde el Jurásico medio hasta el presente. Se menciona a favor de estahipótesis la ausencia de evidencias de biodegradación en los yacimientos de la Cuenca Cuyana. En casode haber existido expulsión y migración, no se descarta la posibilidad de encontrar mezcla de productoscon diferentes rangos de madurez como resultado de varios pulsos de migración (Dutkiewicz et al., 2004;Rodríguez et al., en prensa). También es posible considerar una segunda (sino otras más aún noconsideradas) hipótesis de migración-acumulación. La insuficiente carga litostática al tiempo Jurásico-Cretácico hace que el hidrocarburo se mantenga en el entorno de la zona de generación, con elconsecuente riesgo de pérdida de un importante volumen debido al exceso térmico. La expulsión ymigración del hidrocarburo remanente preservado ocurre más recientemente por soterramiento terciario.

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EFICIENCIA DE GENERACION-ACUMULACION

La cantidad de hidrocarburos generados en la Cuenca Cuyana se estima en 40.1 x 109 bo, a partirde una zonación detallada de madurez desde 0.55% a 0.90% de Ro sobre el espesor total de la rocageneradora Cacheuta. Los parámetros de referencia utilizados fueron valores promedio de COT de4.5% y de Índice de hidrógeno inicial (IHo) de 600 mg HC/g COT.

Las reservas probadas de petróleo están próximas a 1.1 x 109 bo, mientras que las reservas rema-nentes de petróleo se estiman en 207 x 106 bo, lo cual implica un total recuperable de 1.3 x 109 bo. Enfunción de un factor de recuperación promedio para los distintos reservorios de la cuenca de 22.45%,se estima un Oil-In Place de 5.7 x 109 bo y una eficiencia de Generación-Acumulación (GAE) del 14.09%. Este factor es alto si se lo compara con valores de sistemas petroleros mundiales, de acuerdo concifras publicadas en Magoon y Valin (1994) a partir de metodologías de cálculo análogas. Se consideraque los procesos de generación y carga relativamente recientes en el tiempo (no mayor a 10 Ma),ajustadamente sincronizados con la formación de trampas, fueron factores determinantes para laeficiente captura del petróleo generado. La eficiencia del sello regional y la calidad de los reservorioshan resultado también factores que contribuyeron a que estos hidrocarburos tuvieran buena preser-vación en acumulaciones que por lo general están a profundidades mayores de 2000 m.

En la Figura 15 se presenta la distribución de producción acumulada considerando los yacimientoscomo un cluster de yacimientos menores que producen de reservorios distintos en bloques diferentes.De este modo se observa que la distribución de tamaños de yacimientos es similar a la curvaestadística usual para cuencas maduras.

Figura 15. Producción acumulada de petróleo de los yacimientos de la Cuenca Cuyana. Se deja indicado unidad formacional,yacimiento y bloque legal. AE: Areniscas Entrecruzadas (Mariño); BA: Barrancas; BN: Barrancas Norte; CE: Ceferino; ECP:Estructura Cruz de Piedra; EQN: El Quemado Norte; LC: Las Cabras; LL: Lunlunta Carrizal; LV: La Ventana; LVN: La VentanaNorte; PA: Papagayos; PB: Punta de las Bardas; PC: Piedras Coloradas; PO: Potrerillos; RB: Río Blanco; RT: Río Tunuyán; RV:Río Viejas; TR: Tupungato-Refugio; UG: Ugarteche; VI: Vizcacheras; VM: Vacas Muertas; VV: Villavicencio; ZO: Zampal Oeste.Origen de los datos IHS Energy Group (Diciembre 2007) y Repsol-YPF (Diciembre 2007).




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El petróleo por descubrir (yet to find) se encontraría probablemente en acumulaciones profundaspoco investigadas ubicadas en el eje estructural occidental o en reservorios volcaniclásticos enposiciones de borde de cuenca y en reservorios someros en el bloque bajo de la zona de Barrancas(Figura 16).

ESTILO DE ENTRAMPAMIENTO

La Figura 16 muestra una serie de cortes estructurales oeste-este que cubren la cuenca desde elextremo septentrional hasta el austral (Zencich et al., 2005) donde se destacan las posiciones de lascocinas generadoras, los reservorios, las trampas y la ubicación de las zonas con potencialexploratorio.

La Cuenca Cuyana presenta dos zonas con diferente intensidad y acortamiento tectónico resul-tantes de la compresión terciaria (<10 Ma). Con posterioridad y como consecuencia de la sobrecargalitostática se produce la expulsión de hidrocarburos.

Durante el período de apertura inicial, o synrift, los depocentros triásicos se encontrabanaislados entre sí debido a la presencia de altos intracuencales de basamento relacionados conzonas de transferencia (Legarreta et al., 1993 a). La región de Río Tunuyán-Tierras Blancas Norte secomportó como una zona de transferencia entre los depocentros Tupungato y Rivadavia. En laactualidad ambos depocentros presentan diferencias evolutivas como resultado de la distancia alfrente de deformación andino (Zencich et al., 2005). La Zona Norte con mayor acortamiento relativoprovocó una mayor deformación tectónica generando los ejes anticlinales de Tupungato yBarrancas. La Zona Sur, por encontrarse más alejados del frente de deformación, tiene un modotectónico de menor deformación y sólo generó una nariz estructural en Punta de las Bardas y enVizcacheras.

En la Zona Norte, existen dos sistemas de entrampamiento, no totalmente puros, uno estructural yotro estratigráfico. Los anticlinales de La Pilona y Barrancas presentan un sistema de trampaestructural con plegamiento por propagación de falla, en tanto que en Tupungato-Refugio domina elestilo de inversión tectónica (Legarreta et al., 1993 b). En cuanto al entrampamiento estratigráfico, lasFormaciones Barrancas y Río Blanco en la zona de Ugarteche son exponentes de este tipo deentrampamiento. La Formación Potrerillos en el yacimiento Cacheuta es un exponente de trampa porpinch-out sobre un espolón estructural. En el segundo, Zona Sur, se puede reconocer un sistema detrampa estructural de la clase nariz regional limitado por falla en Río Viejas, Punta de las Bardas yVacas Muertas. Por otro lado, los anticlinales de Cañada Dura, Ceferino y Zampal Oeste clasificandentro de la superfamilia no tectónica, ya que fueron generados por intrusión de filones capa. El únicoejemplo de trampa estratigráfica pura está dado por el acuñamiento depositacional de la FormaciónPapagayos en Vizcacheras, buzamiento arriba hacia el occidente en el borde del depocentroRivadavia.

CARTA DE EVENTOS DE SISTEMA PETROLERO

Las principales características del sistema petrolero Cacheuta-Barrancas (!) están sintetizadas enel diagrama de eventos de la Figura 17. Este sistema petrolero que ocupa aproximadamente unasuperficie de 3400 km2 en el antepaís andino de la provincia de Mendoza, está definido por la rocageneradora Cacheuta (Triásico) de origen continental lacustre y por las acumulaciones de petróleosque correlacionan probadamente con esta roca madre, existiendo un volumen de gas muy pocosignificativo.




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Figura 17. Carta de eventos del sistema petrolero Cacheuta-Barrancas (!). Con (1) se indica la generación de hidrocarburos enla región magmática Ceferino-Loma Puntuda.

Se considera que dicho sistema petrolero aporta prácticamente el total de la producción depetróleo en la Cuenca Cuyana distribuida en aproximadamente 15 yacimientos. Las acumulacionescomerciales de la cuenca se encuentran en reservorios de la Formación Barrancas, con un 58.7% dela producción acumulada al presente. Otras unidades reservorio han concentrado el resto del petróleoen proporciones significativamente menores: Mariño (< 0.1%), Papagayos (18.4%), Río Blanco(13.0%), Potrerillos (4.6%), Las Cabras (5.3%) y Villavicencio (< 0.1%).

Los reservorios están conformados por rocas de origen continental, los de mejor calidadpetrofísica corresponden a las areniscas fluviales de las unidades Barrancas (Jurásico) y Papagayos(Cretácico). El resto de las acumulaciones se encuentran en depósitos fluvio-deltaico clásticos yvolcaniclásticos de las Formaciones Río Blanco, Potrerillos y Las Cabras (Triásico). Acumulacionesmenores están incluidas en los depósitos eólicos del Miembro Areniscas Entrecruzadas (FormaciónMariño) del Terciario y en los niveles marinos profundos metamorfizados de la Formación Villavicencio(Devónico).

El sello regional del sistema petrolero Cacheuta-Barrancas (!) está conformado por los niveles debasalto/fangolitas de la Formación Punta de las Bardas (Cretácico inferior). Cuando las unidadesreservorios Potrerillos-Las Cabras-Villavicencio se encuentran en contacto casi directo con los nivelespelíticos de Cacheuta, ésta última conforma suficiente sello local para las acumulaciones en losdepósitos subyacentes (Yacimiento Barrancas). Lo mismo ocurre con los niveles de pelitas de la basedel terciario que ofrecen sello a las acumulaciones de la Formación Papagayos.

La existencia de una cuenca de antepaís de edad terciaria por encima de la Cuenca Cuyana esla determinante de la generación, migración y acumulación de hidrocarburos. Los diagramas dehistoria de subsidencia unidos a la reconstrucción de la cuenca muestran que el sector que produce


hidrocarburos es aquel que alcanzó soterramiento suficiente debido a la cercanía al frente orogénicoterciario. Por otra parte, la generación de hidrocarburos por efecto térmico de las intrusiones ígneasdel Jurásico-Cretácico podrían aportar un volumen no menos significativo de petróleos con un ampliorango de madurez en la región magmática Ceferino-Loma Puntuda.

Las acumulaciones de la zona occidental, sólo el 12 % de la producción de petróleo de la cuenca,han sido alimentadas por el pod de Tupungato a través de migraciones verticales con escaso drenajelateral. El 88% restante se encuentra alojado en yacimientos de las zonas del Eje Oriental, denotandoque el estilo de migración-drenaje del sistema petrolero Cacheuta-Barrancas (!) es dominantementelateral.

Las trampas estructurales de la Cuenca Cuyana son esencialmente el resultado de la compresiónterciaria (<10 Ma) y las mismas forman estructuras anticlinales, también nariz estructural, con unaimportante componente estratigráfica de truncación, pinch-out o cambio de facies. Por otra parte,existen trampas estructurales cuyo origen está vinculado al abovedamiento producido por la intrusiónde rocas ígneas en la pila sedimentaria subyacente. Existe un único ejemplo de trampa estratigráficapura por acuñamiento depositacional de la Formación Papagayos en Vizcacheras, buzamiento arribahacia el borde de cuenca.

El sistema petrolero Cacheuta-Barrancas (!) abarca un período de aproximadamente 250 Ma,desde el Scynthiano hasta el presente. Sólo los últimos 10 Ma de años son significativos en lageneración de trampas, en la maduración, migración y acumulación de hidrocarburos. El volumen dehidrocarburos generados en la Cuenca Cuyana se estima en 40.1 x 109 bo, con una eficiencia deGeneración-Acumulación de 14.09%.

SISTEMAS PETROLEROS HIPOTÉTICOS Y ESPECULATIVOS

En varias secciones de este trabajo, se recurre a la hipótesis de que niveles pelíticos bituminososo aún carbonosos de la Formación Potrerillos hayan actuado como generadores efectivos de parte delpetróleo en la cuenca. En ese sentido, Jones et al. (1999) apoyan una contribución mixta indiferenciadade ambas unidades nombrando al sistema generador como Cacheuta/Potrerillos. Sin embargo, elpresente estudio, basado en un numeroso y detallado relevamiento de rocas y petróleos de toda lacuenca, no ha encontrado evidencias moleculares que, de manera confiable, confirmen estacontribución. De todas formas, esta es una probabilidad que, a todas luces, queda abierta ya queconceptualmente, el sistema de carga Potrerillos puede tener entidad en determinadas posiciones dela cuenca, conformando por ejemplo, el sistema petrolero hipotético Potrerillos-Potrerillos (.) oPotrerillos-Las Cabras (.), destacándose asimismo la potencial acumulación en rocas reservorio noconvencionales (volcánicas).

En un orden mucho más incierto, los depósitos de synrift de la Formación Las Cabras,particularmente los depósitos lacustres de la llamada Intercalación Gris, constituyen una rocamadre especulativa en posiciones profundas y no investigadas de la cuenca, en las cuales laeventual existencia del sistema petrolero Las Cabras-Las Cabras (?) merece una consideraciónespecial.

Una descripción detallada de los play exploratorios de la Cuenca Cuyana, vinculados tanto alsistema petrolero Cacheuta-Barrancas (!) como a diversos sistemas hipotéticos y especulativos, puedeconsultarse en Boggetti et al. (2005).




SISTEMA PETROLERO CACHEUTA-BARRANCAS (!): RESUMEN Y CONCLUSIONES

Se consideran a continuación diversos aspectos de la nomenclatura del sistema petrolero Cacheuta-Barrancas y también una perspectiva de su clasificación genética sensu Demaison y Huizinga (1991)referida a factor de carga, estilo de migración y estilo de entrampamiento.

La unidad reservorio que ha capturado largamente más de la mitad del petróleo presente en lasacumulaciones comerciales de la cuenca es la Formación Barrancas, con un 58.7% de la producciónacumulada al presente (Figura 18). Otras unidades reservorio han concentrado el resto del petróleo enproporciones significativamente menores: Papagayos (18.4%), Río Blanco (13.0%), Las Cabras (5.3%),Potrerillos (4.6%), Villavicencio (< 0.1%) y Areniscas Entrecruzadas (< 0.1%). El origen probado deestos hidrocarburos es el identificado en las lutitas de la Formación Cacheuta. El sistema generadorCacheuta, con un SPI estimado en 8-10 tn HC/m2 (Villar et al., 1998), se debería considerar mode-radamente cargado a sobrecargado, es decir con alta potencialidad de hidrocarburos disponiblespara la carga. Sin embargo, sólo en las zonas de cocina Tupungato-Tierras Blancas, su elevado factorde carga tiene expresión regional verdadera, siendo que en el resto de la cuenca la conversión de laroca madre a hidrocarburos ha sido escasa a nula, si se exceptúan limitados halos que involucrantransformación térmica severa por presencia de intrusivos.

Figura 18. Reservas totales (Producidas + Remanentes) de petróleo por unidad formacional. BA: Barrancas; PA: Papagayos;RB: Río Blanco; LC: Las Cabras; PO: Potrerillos; VV: Villavicencio; AE: Areniscas Entrecruzadas. Origen de los datos IHSEnergy Group (Diciembre 2007) y Repsol-YPF (Diciembre 2007).

Sobre la base de la terminología propuesta por el trabajo de Magoon y Dow (1994), en la ahora yaclásica Memoria 60 Petroleum System – From Source to Trap, publicada por AAPG, refrendada pornumerosas contribuciones de ese mismo volumen, el sistema petrolero de la Cuenca Cuyana sedenomina Cacheuta-Barrancas (!), haciendo referencia a la roca madre comprobada y al reservorioprincipal. Cabe aquí plantearse el interrogante ¿cuánto pudo haber contribuido la Formación Potrerillosa las acumulaciones computadas? Se ha discutido más arriba que la impronta geoquímica en general

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más terrígena de esta unidad no tiene una manifestación reconocible en los petróleos de acumulacio-nes comerciales evaluadas. Se ha hecho alusión también a que ciertas facies orgánicas, típicamenteacotadas, de Potrerillos tienen un patrón lacustre algal-bacteriano equivalente, en sentido amplio, alreconocido en Cacheuta. Por lo tanto, ya sea por dilución y/o solapamiento, no es posible en esta etapadel conocimiento geoquímico registrar una contribución efectiva de Potrerillos al balance de masa dehidrocarburos de la cuenca. Desde el punto de vista formal, esta situación podría salvarse con unadenominación del tipo Cacheuta (+Potrerillos?)-Barrancas, aunque las ventajas de esta notación son,cuanto menos, discutibles.

Respecto del estilo de migración-drenaje, el sistema petrolero no presenta un patrón único. Nume-rosos campos de la zona occidental han sido alimentados por el pod de Tupungato a través demigraciones verticales con escaso drenaje lateral. Por el contrario, los campos localizados en el extre-mo sur-sureste de la zona productiva, como por ejemplo Vizcacheras, Punta de las Bardas, VacasMuertas, El Quemado y otros han recibido carga de hidrocarburos también de zonas vinculadas a lacocina Tupungato-Tierras Blancas, implicando distancias de movilización del orden de 60 km, quetipifican al sistema petrolero como drenado lateralmente para esta zona de la cuenca. En grandesnúmeros, las zonas del Eje Occidental reúnen sólo el 12% de la producción de petróleo contra el 88%de las zonas del Eje Oriental (Figura 12), denotando que el estilo de migración-drenaje del sistemapetrolero Cacheuta-Barrancas es dominantemente lateral. Como ya se mencionara, este transporte dehidrocarburos ocurre a través de las areniscas de la Formación Barrancas, fundamentalmente desdeel pod Tupungato hasta su entrampamiento final. Las rocas de muy baja permeabilidad/porosidad dePunta de las Bardas actúan de sello para el transporte y acumulación en el prolífico reservorio Ba-rrancas. La falta de este sello en Vizcacheras origina que el petróleo escape hacia términos superioresde la columna y se concentre en la Formación Papagayos, dándose la paradoja de que se registre elvalor más alto de producción acumulada por yacimiento de toda la cuenca (Figura 15) en una unidadde reservorio (Papagayos) que no es la que participa en la denominación del sistema petrolero (Ba-rrancas). Justamente sobre la base de este muy eficiente sello provisto por Punta de las Bardas, au-sente sólo en Vizcacheras, y del considerable a moderado grado de deformación estructural, el estilode entrampamiento del sistema petrolero Cacheuta-Barrancas se clasifica como de alta impedancia,es decir con elevada resistencia a la dispersión de hidrocarburos y a su pérdida hacia la superficie.

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